Memoria (spa)

Máster Oficial en Energías
Renovables y Eficiencia Energética
(PROGRAMA OFICIAL DE POSGRADO EN INGENIERIA ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA)
TRABAJO FIN DE MASTER
ANÁLISIS DE VIABILIDAD DE
LOS BOMBEOS REVERSIBLES
CURSO 2012-2013
Autora
Marta Navarro Uriel
Director
Javier Uche Marcuello
Escuela de Ingeniería y Arquitectura
Diciembre 2012
RESUMEN
En el presente trabajo fin de máster se estudia la viabilidad económica de las
centrales de bombeo reversible. Debido a la gran necesidad de almacenar energía
para adecuar la oferta y demanda eléctrica, y aprovechar excedentes puntuales de
las energías renovables, los bombeos reversibles parecen ser una de las mejores
opciones disponibles, dada su flexibilidad y rápida respuesta a dichas variaciones.
Si una central reversible compra la energía en el mercado libre tiene que adaptarse
a la normativa de régimen ordinario y a los periodos tarifarios que ello conlleva. En
ningún caso puede considerarse que pueda utilizar energía renovable, y por tanto
ceñirse a un escenario de precios más favorable (Régimen Especial).
En el mercado libre, los precios de la energía son muy variables. Por lo tanto, el
análisis de viabilidad se lleva a cabo con precios reales tanto de compra como de
venta de los últimos años para una hipotética central hidroeléctrica de bombeo
reversible que se instalara entre varios pares de embalses (superior e inferior)
existentes en el Valle del Ebro, analizando además diversas formas de gestión de la
operación. Además, y dada la escasa rentabilidad del sistema analizado de forma
individual sin las ventajas que aporta al sistema eléctrico, se analiza el beneficio
adicional que supondría que la central reversible bombeara sus excesos de
producción, mantener la carga en una central térmica o evitar la parada de una
central nuclear en períodos nocturnos.
En esencia, este proyecto propone estudiar la rentabilidad actual de los bombeos
reversible puros como forma de almacenamiento energético mediante una
instalación que funcionará aprovechando la capacidad de los embalses, y
generando una energía eléctrica cuya venta supere el costo de compra de energía
para el bombeo, de acuerdo con los periodos horarios más favorables y el marco
tarifario vigente.
Palabras clave
Bombeo reversible, análisis viabilidad, integración EERR, curvas carga.
Máster en Energías Renovables y Eficiencia Energética
ÍNDICE
1.
Análisis de viabilidad de los bombeos reversibles
Navarro Uriel, Marta
INTRODUCCIÓN ....................................................................................................................... 2
1.1. LA HIDROELÉCTRICA DE BOMBEO REVERSIBLE ............................................................................... 2
1.2. INTEGRACIÓN CON EERR O GRUPOS TÉRMICOS ............................................................................ 3
2.
ESTADO DEL ARTE ................................................................................................................... 4
3.
METODOLOGÍA ....................................................................................................................... 9
2.1. ESTUDIOS REALIZADOS ............................................................................................................. 5
Complejo Cortes - La Muela ................................................................................................ 6
La integración hidro-eólica en el mercado libre de la electricidad ................................... 7
Optimización conjunta del bombeo y de la energía eólica en el contexto del Mercado
Eléctrico............................................................................................................................... 8
3.1. MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL DE LA ENERGÍA............................................................................. 9
3.1.1.Precio de Compra ....................................................................................................... 9
3.1.2.Precio de venta ........................................................................................................ 13
3.2. HORAS RENTABLES DE COMPRA Y VENTA ................................................................................... 14
3.3. GESTIÓN HIDRÁULICA DE LOS EMBALSES .................................................................................... 16
3.4. DISEÑO DE LA INSTALACIÓN..................................................................................................... 17
3.5. SISTEMAS ANALIZADOS EN EL EBRO .......................................................................................... 17
3.6. ANÁLISIS DE RENTABILIDAD: VAN Y TIR .................................................................................... 22
3.7. BENEFICIOS ADICIONALES CON GESTIÓN CONJUNTA. .................................................................... 26
3.7.1.Integración con Eólica .............................................................................................. 26
3.7.2.Integración con Térmica .......................................................................................... 27
3.7.3.Integración con Nuclear ........................................................................................... 29
5.
CONCLUSIONES ......................................................................................................................31
6.
BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................................32
ANEXO 1: PRECIO DE LA ENERGÍA
ANEXO 2: HORAS RENTABLES Y GESTIÓN DEL EMBALSE
ANEXO 3: DISEÑO DE LA INSTALACIÓN
ANEXO 4: ANÁLISIS VAN Y TIR
ANEXO 5: GESTIÓN CONJUNTA
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Máster en Energías Renovables y Eficiencia Energética
1. INTRODUCCIÓN
Análisis de viabilidad de los bombeos reversibles
Navarro Uriel, Marta
Actualmente, la generación de energía a nivel mundial se basa en la utilización de
combustibles fósiles, como el carbón, el gas natural o el petróleo. Éste modelo energético está
basado en la explotación de unos recursos finitos y locales, que provocan efectos muy
perjudiciales para el medio ambiente y comprometiendo el desarrollo de las generaciones
venideras [1].
España es un país con alta dependencia energética del exterior, es decir, el 78% de la
energía primaria que se consume en España es importada y procede fundamentalmente de
combustibles fósiles. Por lo tanto, la reducción de esta dependencia energética es uno de los ejes
de la política del Gobierno de España. De ahí la apuesta por las interconexiones y por las energías
renovables que, además de ser beneficiosas desde el punto de vista medioambiental y por el
desarrollo industrial que acarrean, son autóctonas y contribuyen a que seamos menos
dependientes.
Otro punto importante en la generación eléctrica es el marco energético en el que nos
encontramos. El aumento del consumo de la energía es una constante en los últimos años tanto
en España como en el resto del mundo. Sólo la crisis económica ha logrado romper esa tendencia,
debido fundamentalmente a la quiebra de múltiples empresas y a la reducción de la actividad
industrial, que ha dado lugar a una disminución significativa del consumo, dado que este sector
concentra la mitad de la demanda total. Una vez superada la crisis, para el 2030 se prevén nuevos
aumentos, en torno al 50% más de energía que se consume que en la actualidad, según estudios
realizados por la Agencia Internacional de la Energía [2].
Por todo ello, como fuente de energía renovable, la hidroeléctrica es una de las más
importantes en España. El agua a parte de las muchas propiedades que hacen de ella un elemento
único en la naturaleza, tiene la característica de ser una fuente de energía renovable gracias a su
ciclo natural. La transformación de su energía potencial gravitatoria en energía eléctrica permite
un alto nivel de eficiencia energética, ya que en el proceso se puede alcanzar rendimientos del
orden del 90%. Hoy en día pocas tecnologías energéticas consiguen unos rendimientos tan
elevados [3].
Además hay que tener en cuenta que es una fuente energética totalmente autóctona, ya
que es un recurso primario existente en suelo nacional. Se calcula que de cada kWh producido en
una central hidroeléctrica, se evita la importación de 220 gramos de petróleo o su equivalente
energético. En un año de producción hidroeléctrica media, España se ahorra la importación de
unos 7 millones de toneladas equivalentes de petróleo [3].
1.1. La hidroeléctrica de Bombeo reversible
Un tipo especial de central hidroeléctrica es la denominada central de bombeo o
reversible, como se ilustra en la figura 1, la cual posee dos embalses. El agua contenida en el
embalse inferior es elevada al embalse situado en la cota más alta, con el fin de reutilizarla
posteriormente para la producción de energía eléctrica. Este tipo de centrales produce energía
durante las horas puntas del consumo, es decir, las de mayor demanda, funcionando como una
central hidroeléctrica convencional. Después, durante las horas valle, que son las de menor
demanda, se bombea el agua que ha quedado almacenada en el embalse inferior al superior, bien
mediante una bomba o una la turbina si ésta es reversible, de manera que el agua pueda volver a
ser utilizada en un nuevo ciclo. A pesar de que en un ciclo bombeo-turbinación se producen unas
pérdidas energéticas de cierta importancia, del orden del 25-30%, en términos económicos, esas
pérdidas suelen ser menores que la relación de costes de generación entre las horas punta y valle.
Cabe destacar que este tipo de centrales ha surgido como complemento de las grandes
instalaciones nucleares y térmicas clásicas [4].
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Figura 1. Esquema de una central de Bombeo Reversible [5].
La energía hidráulica es un tipo de energía que presenta una serie de ventajas sobre las
energías convencionales e incluso sobre otras energías renovables [1][6]:
- Es una energía renovable con gran disponibilidad, ya que se trata de un recurso
inagotable siempre que el ciclo del agua perdure.
- Es autóctona, evitando de esta forma importaciones del exterior, dando cobertura las
horas puntas de demanda, y además, desde el punto de vista ambiental no genera calor ni
emisiones contaminantes.
- Supone un sistema de generación eléctrica muy eficiente y una disminución de las
perdidas del transporte con una producción de electricidad de muy buena calidad, puesto
que ayuda a la regulación de tensión, regulación primaria, reserva secundaria y terciaria,
gestión de desvíos y reposición del servicio.
- Requiere realizar inversiones normalmente en zonas rurales, favoreciendo el desarrollo
de las áreas locales lo cual genera puestos de trabajo en su construcción, mantenimiento
y explotación.
Además, al utilizar la potencia de estas instalaciones en horas punta se reducen las
necesidades de incorporar equipos adicionales de generación en el sistema, al tiempo que
se proporciona una mayor garantía. Son, en definitiva, una forma económica de
almacenar energía en forma de agua embalsada en el depósito superior [3].
Entre los inconvenientes de este tipo de centrales, está la hidraulicidad tan dispar que
tienen la mayoría de nuestros ríos, por lo que es muy difícil hacer previsiones a largo plazo de la
energía que son capaces de producir, así como de su garantía de potencia. También hay que
indicar el efecto que los regadíos tienen sobre la producción hidroeléctrica, provocando fuertes y
sistemáticas reducciones de las aportaciones y la rigidez del uso de muchos embalses, con la
consecuente disminución de la calidad de la energía.
Otro inconveniente también importante es que la generación hidroeléctrica suele estar
alejada de los centros de consumo, lo que obliga a la ejecución de líneas de transporte, lo cual,
además de encarecer la inversión, provoca pérdidas de energía y un impacto ambiental cada vez
más cuestionado en nuestro país [4].
1.2. Integración con EERR o grupos térmicos
Para la consecución de los objetivos del Plan Energético de Aragón, del Plan de Energías
Renovables de España y para que el sistema eléctrico de la península tenga mayor calidad, mayor
seguridad y mejor aprovechamiento de las energías renovables, surge la necesidad de almacenar
la energía que dan cuando la red no la necesita, para así, poder usarla cuando el consumo lo exija
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[5]. Esta necesidad es patente para las energías renovables de carácter intermitente como lo es la
eólica [2].
Por ello, desde el punto de vista del sistema eléctrico, los aprovechamientos
hidroeléctricos reversibles, proporcionan una elevada calidad y garantía al suministro de energía
eléctrica, facilitando el seguimiento de la curva de carga, esto es, de las variaciones de la
demanda, que muestra la Figura 2, la regulación de la frecuencia y de la tensión y contribuyendo
en caso necesario a la rápida reposición del servicio o a la sustitución inmediata de la producción
de centrales térmicas convencionales o nucleares en caso de indisponibilidad fortuita, lo que se
denomina reserva rodante [3].
Figura 2. Estructura de la curva de carga [7].
Asimismo, muchos estudios han analizado y comparado una amplia gama de alternativas
de almacenamiento de energía para futuros sistemas de energía basados en electricidad, calor y
transporte. Muchos de ellos, citan la hidroeléctrica de bombeo reversible como la tecnología de
almacenamiento de energía más usada y madura a gran escala actualmente disponible, pero su
principal inconveniente hoy en día, es la falta de lugares adecuados para su ubicación [8].
Seguidamente, en este trabajo se llevará a cabo un análisis de viabilidad considerando
datos reales tanto de compra como de venta para un central hidroeléctrica de bombeo reversible,
además de una simulación de escenarios "ideales" donde se integrará con un parque eólico, para
suplir sus excesos de producción en horas para las cuales no pueden ser incluidas en el mercado
eléctrico, y al mismo tiempo, con una central térmica y una nuclear, funcionando conjuntamente
en el hipotético caso de no parar dichas centrales, evitando así el coste del arranque de éstas.
Cabe mencionar que no se ha llevado a cabo una optimización mediante herramientas de
programación matemática, puesto que una optimización se realiza a partir de una simulación de
escenarios, con precios simulados. En este caso se ha trabajado con datos reales horarios de
compra y venta del mercado de la energía de tres años consecutivos (2009,2010 y 2011) y con
emplazamientos reales de la cuenca del Ebro. Del mismo modo, al realizar posibles integraciones
con un parque eólico y con una central térmica, dicha optimización no se puede llevar a cabo.
2. ESTADO DEL ARTE
La fuerza hidráulica ha sido tradicionalmente explotada para una gran variedad de usos
productivos, desde el agroalimentario al textil. Las centrales de bombeo reversible son un tipo de
instalación que necesita unas condiciones geográficas muy específicas para que un proyecto sea
viable, es decir, cierta diferencia de altura, topografía favorable, buenas condiciones geotécnicas,
fácil acceso a las redes eléctricas y disponibilidad de agua. Por ello, algunas de las primeras
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plantas de bombeo reversible se construyeron en las regiones alpinas de Suiza y Austria, regiones
que tienen un rico recurso de hídrico y una topografía natural de cortesía para éstas [9].
El desarrollo cronológico de las centrales de bombeo en muchos países muestra que la
mayoría de las plantas se construyeron a partir de 1960 hasta finales de 1980 [9]. Su gran auge
fue en la década de los 70, debido en parte a la crisis del petróleo, cuando la mayor parte de la
demanda energética era suministrada por centrales nucleares de funcionamiento rígido, lo cual
requería, por un lado, una energía flexible para el servicio de la punta de la curva de carga, y por
otro lado, el aumento del consumo mínimo del sistema durante las horas valle para poder operar
las centrales nucleares en forma eficiente y segura. Este fue el caso de España, entre otros países,
que emprendió un ambicioso programa de central reversible, alcanzándose una capacidad
reversible total próxima a los 5000 MW. El abandono durante la década de los 80 de los
programas nucleares motivo la disminución del interés por este tipo de esquemas. Además este
abandono se vio incrementado posteriormente por las mejoras tecnológicas introducidas en las
turbinas de gas y por la extensión del uso del gas natural como combustible, ya que esto
provocaba el abaratamiento de la energía punta y, en consecuencia, afecto el valor de las
centrales de bombeo [10]. En la década de los 90 se desarrollaron menos instalaciones debido a
una saturación natural de los mejores lugares disponibles (los más rentables) y una disminución
del crecimiento en el desarrollo nuclear [9]. A pesar de estas circunstancias las centrales de
bombeo siguen siendo una solución válida. Por ello, aunque con menor intensidad que en el
pasado, se siguen construyendo grandes centrales reversibles [10].
Como se muestra en la Tabla 1, las centrales de bombeo generalmente representa un
pequeño porcentaje la generación eléctrica de un país en términos de capacidad instalada. El país
con el mayor porcentaje de centrales de bombeo instaladas en todo el mundo es Luxemburgo
con el 67%. Pero, excluyendo este país, la capacidad instalada promedio de los países es
aproximadamente un 6%. Los países con altas capacidades instaladas de centrales de bombeo
generalmente tienen una gran cantidad de capacidad instalada de energía nuclear, como Letonia,
Japón y la República Eslovaca o una rica topografía hidroeléctrica como Croacia y Austria [9].
Tabla 1. Capacidad de generación instalada (MW) y porcentaje de bombeo instalado sobre el total de la
capacidad instalada [9].
2.1. Estudios realizados
Desgraciadamente, el estudio de la viabilidad económica de una central reversible no se
puede generalizar ya que tanto el emplazamiento, disponibilidad de agua, los precios de la
energía, la normativa, y sobre todo, las razones para su implantación (léase una compañía
eléctrica con varias unidades de generación que consuman combustible fósil o nuclear) hacen que
la viabilidad económica de cada central reversible sea un problema muy distinto a resolver en
5
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cada caso. No obstante, se exponen los trabajos encontrados en la literatura sobre este tema,
para exponer seguidamente el análisis realizado en este TFM, marcando las diferencias con los
anteriores. Primero se incluye el análisis de viabilidad económica “convencional” realizado para
una de las plantas más importantes de bombeo reversible de España, Cortes - La Muela.
Posteriormente, se expone un artículo en el cual se incide en las ventajas de los
aprovechamientos integrados hidro-eólicos, de cara a su legalización normativa. Por último, en un
proyecto fin de carrera, en el que analiza la optimización económica de una central de bombeo
integrada (o no) a un parque eólico cercano.
Complejo Cortes - La Muela
Esta planta está situada sobre las agua del río Júcar y actualmente la central de bombeo
puro (el embalse superior no tiene aportación alguna de escorrentía de un cauce) La Muela tiene
una potencia instalada de 3x210 MW. Consta de un depósito superior de 20 hectómetros cúbicos
con una cota máxima de 832 msnm y un salto neto de 450 metros sobre el embalse de cortes, de
116 hm3 y cota máxima de 326 msnm. Además, en este embalse, se sitúa la central hidroeléctrica
de Cortes II. El nuevo proyecto, ya en construcción, consiste en la puesta en marcha de cuatro
grupos reversibles, de cara a aprovechar el desnivel de 500 metros existente entre el depósito
artificial de La Muela y el embalse de Cortes, ampliando la potencia del aprovechamiento
existente en Cortes-La Muela hasta los 1.720 MW en turbinación, frente a los 630 MW actuales, y
los 1.280 MW en bombeo frente a 555 MW. En la figura 3 se observa tanto la ubicación de ésta
como las características principales de la planta hidroeléctrica [5][11].
Figura 3. Central de bombeo reversible Cortes-La Muela
Esta planta es uno de los cuatro grandes proyectos hidroeléctricos de Iberdrola en España,
en el marco de la estrategia de poner en funcionamiento nuevas instalaciones de generación de
energía limpia capaces de atender las puntas de demanda de electricidad [11].
De esta central, está disponible el informe de análisis de viabilidad de una infraestructura
para el aprovechamiento hidroeléctrico en el embalse de cortes II [12]:
El objetivo de este informe es principalmente rentabilizar una inversión realizada por el Estado
español, que consistía en una estación de bombeo de toma y alta presión hasta un embalse
regulador, ubicado en una terraza construida en la margen derecha del embalse de Cortes II.
Como consecuencia de la decisión de cambiar el punto de toma del proyecto original (el primer
tramo del trasvase Júcar-Vinalopó, cuya toma se realiza ahora en el azud de Cullera), las obras ya
empezadas quedaron sin utilidad. Por lo tanto dicho estudio, plantea dos objetivos:
- Cuantificar mediante el estudio del mercado eléctrico del año 2005 y una proyección de futuro,
cual puede ser el nivel de ingresos netos a obtener con la explotación de la infraestructura.
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- Y una vez determinado el nivel de ingresos netos, realizar el estudio de rentabilidad del proyecto
considerando dos hipótesis de inversión: considerando o no el coste de la infraestructura del
bombeo construida fallidamente para dicho trasvase Júcar-Vinalopó.
El análisis de viabilidad estudia la compra y venta de electricidad en el mercado con
precios del 2005, con una potencia del salto conocida. El análisis es rentable sólo en el caso de
considerar “amortizada” la inversión fallida en la elevación de Cortes II finalmente no utilizada
para el primer tramo del Jucar-Vinálopo. El detalle horario de los precios de la energía no está
desglosado en el informe. No obstante, es la base metodológica para este TFM, y a pesar de que
los precios de la energía eran más favorables en 2005 que en la actualidad, ya vislumbraba la
escasa viabilidad de un bombeo reversible solo con el diferencial de precios de la energía en la
compra y venta, sin beneficios adicionales asociados a la mejora de la gestión que incorporan los
bombeos reversibles.
La integración hidro-eólica en el mercado libre de la electricidad
El artículo de Sancho y Lanza [13] analiza la integración hidro-eólica en el contexto de la
compleja situación que conforman en lo físico el sistema eléctrico, en lo económico del mercado
de energía eléctrica, y en lo ambiental los planes de cuenca dentro de nuestro país.
El autor propone una integración de un bombeo reversible cuya función objetivo es
minimizar el coste de los desvíos (en la predicción supuesta por la central eólica en el mercado
diario con respecto a la producción real), bombeando el agua cuando el desvío es positivo, y
generando energía a través de la turbina cuando éste es negativo, teniendo siempre en cuenta
que en el supuesto de esta explotación conjunta, la central reversible debe también perseguir su
funcionamiento clásico, es decir, un bombeo basado en el arbitraje entre horas valle y punta,
como muestra en figura 4.
Figura 4. Modos de explotación independiente y coordinada [13].
Para llevar a cabo esta integración hay que tener en cuenta simultáneamente varios
factores: el técnico (para la gestión de los desvíos y la estabilidad del sistema), el económico y
regulatorio (para los distintos tipos de mercados y modos de contratación), y el medioambiental
(para los usos del agua en los Planes Hidrológicos de cada cuenca). Por lo tanto el autor expone
las siguientes conclusiones:
• Para cubrir la demanda eléctrica, existen otras soluciones de suministro (ciclos
combinados, térmicas, etc.), pero ello no supondría aprovechar la autonomía energética
que nos da la eólica ni sería coherente en la senda del desarrollo sostenible.
• La coordinación hidro-eólica, desde el punto de vista del agua, sí que requiere disponer de
grandes cantidades de agua, para dar cobertura a la eólica y sus irregularidades, pero ésta
ni se consume ni se contamina.
• Esta coordinación ofrece posibilidades para afrontar mejor los periodos de sequía,
obteniendo reservas estratégicas de agua mediante el uso de excedentes de energía
eólica destinadas a almacenar agua mediante bombeo en lugares donde aunque la
aportación natural sea insuficiente, la afección ambiental y social sea pequeña.
• Por último, y como punto principal sin el cual no se puede actuar, debe existir una mejor
coordinación entre las políticas públicas de energía (marco regulatorio y modelo de
7
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mercado) e hidrológica (planificación), sin lo cual difícilmente será posible obtener
ventajas de este tipo de aprovechamientos.
En relación a este trabajo fin de máster, se han tenido en cuenta las consideraciones que
plantea, pero desde el punto de vista conceptual, ya que no se realiza en tal ponencia ningún
ejemplo numérico. Primero, el análisis con datos reales de los precios horarios de la energía ha
incluido el excedente eólico, y ha considerado la ventaja de no penalizar el funcionamiento de la
térmica y nuclear, ya que por sí solo un bombeo reversible no es rentable, como se verá más
adelante.
Optimización conjunta del bombeo y de la energía eólica en el contexto del
Mercado Eléctrico
Este proyecto fin de carrera de Luz Matres en la Universidad pontificia Comillas (Madrid)
[14] estudia la optimización conjunta de una central de bombeo puro y un parque eólico en el
contexto del Mercado Eléctrico.
En este proyecto se analizan tres configuraciones diversas para poder hacer frente a los
desvíos por errores en la predicción. En la primera de ellas el parque eólico y la central de
bombeo operan de forma independiente (SI). Las otras dos soluciones se basan en operar
conjuntamente, aunque no son soluciones legalmente factibles por la ley actual (cada unidad de
generación debe ofertar individualmente al mercado). Entonces, en el primer modelo de
operación conjunta (SC1) se permite a la central de bombeo comprar y vender energía en el
mercado, y en el segundo modelo (SC2) la única oferta que se admite es de venta. Por tanto en
este último caso la central de bombeo únicamente podrá abastecerse del parque eólico para
poder operar.
La primera opción conjunta (SC1) estaría enfocada a parques y centrales de bombeo
existentes que decidiesen operar conjuntamente para mejorar sus beneficios individuales, y la
segunda opción conjunta (SC2) seria para nuevas instalaciones en construcción.
El estudio se realizó para un parque eólico de 30 MW y a una central de bombeo de 10
MW, obteniendo resultados acerca de los desvíos generados en cada una de las tres
configuraciones descritas, así como de los beneficios y las penalizaciones por los desvíos. Por otra
parte se analizaron los beneficios obtenidos y las penalizaciones por desvíos que comete el
parque eólico cuando opera con centrales de bombeo cuyo rango de potencia varía entre 5 y 30
MW. Los resultados obtenidos han comprobado que la penalización por desvíos se reduce en
gran medida cuando el parque cuenta con una central de bombeo como respaldo en su
operación, obteniendo resultados favorables sobre todo para las opciones combinadas (SC1 y
SC2), aumentando los beneficios. Dentro de estas dos opciones, la SC1 le saca una pequeña
ventaja económica a SC2, debido a la posibilidad de comprar energía a la red en horas valle. Con
respecto al tamaño optimo de la central de bombeo en relación al parque eólico sobre la
reducción de las penalizaciones y el incremento de los beneficios, permite concluir que no es
necesario llegar a disponer de una central de bombeo de dimensiones iguales que el parque
eólico al que va a dar cobertura para obtener buenos resultados, llegando a un punto en el que ya
no se introducían mejora aunque la central de bombeo siguiera aumentando sus dimensiones
respecto al parque eólico.
En el PFC, al tratar el recurso eólico, se construyó un modelo de optimización matemática
cuya función objetivo era minimizar el coste de los desvíos (maximizar el beneficio por tanto) en
donde tanto el recurso eólico como el precio de la energía eran variables estocásticamente
generadas. Por tanto, y dado que en este TFM se analizan escenarios con precios reales de la
energía, son bastante alejados conceptualmente. No obstante, de nuevo el concepto de mejora
con la integración eólica (pero sólo ahora en períodos de exceso de producción y falta de
demanda en la red) es común en ambos trabajos.
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3. METODOLOGÍA
3.1. Mercado eléctrico español de la energía
A continuación se describirá el funcionamiento del mercado de la energía con el objeto de
entender los objetivos de la explotación de bombeo reversible. También, a la vez se obtendrán los
precios de compra y venta de energía para la instalación.
En la actualidad son muchos los países que se encuentran inmersos en procesos de
liberalización y apertura a la competencia de sus respectivos mercados eléctricos. En España este
proceso comenzó en 1997 con la promulgación de la Ley del Sector Eléctrico 54/1997. Hasta ese
año, la producción de energía eléctrica se encontraba sujeta a autorización administrativa de las
empresas que intervenían como agentes del sector, teniendo exclusiva competencia tanto para la
producción, como para la distribución, y la comercialización las grandes empresas eléctricas. Esta
nueva ley separa a los agentes del sistema dividiéndolos en transportistas, distribuidores,
productores, comercializadores y consumidores, dejando a todos estos elementos del sistema el
poder establecer contratos entre ellos para una mejor y mayor liberación del sistema con una
competencia total de las partes. Así, esta liberalización persigue una mayor eficiencia en las
inversiones y operación de los sistemas eléctricos, con el objetivo de reducir los costes. El
resultado final debe ser la reducción del precio que los usuarios finales pagan por la electricidad y
el incremento en la calidad y fiabilidad del suministro [12][15].
Esta nueva ley establece dos regímenes económicos diferentes para acceder al mercado
que son, el Régimen ordinario, en el cual compiten entre sí en el mercado mayorista para vender
electricidad cada hora, y el Régimen especial, donde las energías renovables y cogeneradores de
potencias menores de 50 MW tienen
preferencia de venta, aunque también
pueden competir en el mercado
mayorista desde el 2004 [15].
Los procesos del mercado de
producción se observan en la siguiente
figura 5 y se dividen en: mercado diario,
en el que se realizan la mayoría de las
transacciones, el mercado intradiario,
que es un mercado de ajuste de la
demanda, las restricciones técnicas,
donde una vez celebrado el mercado
diario el operador del sistema evalúa la
viabilidad técnica del programa de
funcionamiento de las unidades de
producción para garantizar la seguridad
y fiabilidad del suministro en la red, y
por último, los procesos de operación del
sistema y la garantía de potencia, que
tienen como objetivo que el suministro
de la energía se produzca en condiciones
de calidad, fiabilidad y seguridad [16].
Figura 5. Desglose del precio final del mercado eléctrico
3.1.1. Precio de Compra
A la hora de obtener los precios de compra de la energía, hay que atenerse a los precios
impuestos en el mercado. Pero antes de comenzar con la obtención de éstos, debemos definir en
el Régimen en el cual nos encontramos. Es evidente que la instalación analizada es una central
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hidroeléctrica, pero su energía primaria no es una fuente renovable sino que se obtiene de la
energía disponible en la red eléctrica. Por ello, se descarta la posibilidad más favorable, que es la
explotación en régimen especial.
A continuación se muestra la forma de obtención del precio al cual la instalación de
bombeo reversible puede comprar la energía para elevar el agua del embalse inferior al superior.
Para ello, se ha obtenido el precio final horario (PFH) de la energía de la página web de la
Comisión Nacional de la Energía, que es el resultado de la suma del mercado diario, intradiario,
restricciones técnicas, procesos de operación del sistema y garantía de potencia.
Al precio que se factura finalmente para la obtención de la energía hay que añadirle los
siguientes conceptos:
− Desvíos: El coste de los desvíos en la programación de compra se originan por una mala
explotación o problemas durante la misma, dando lugar a penalizaciones que en ningún
caso pueden ser superiores al 2 o 3% de la facturación [12].En el caso estudiado de la
central de bombeo se va a suponer que no existen desvíos, es decir, que el coste por
desvíos es cero porque se sabe exactamente cuánto se va a producir.
− Término de energía Reactiva: Se refiere al consumo de energía reactiva tanto en la
producción como en el consumo de energía eléctrica, es decir, pueden dar lugar a
bonificaciones o penalizaciones por energía reactiva según RD 1565/2010. Por lo tanto, si
el factor de potencia es inferior a 0,98 capacitivo o 0,98 inductivo se obtiene una
penalización del 3%. En cambio si estamos entre 0,995 inductivo o 0,995 capacitivo,
obtendremos una bonificación del 4 % [15].En el caso estudiado, se supondrá que el coste
por consumo de reactiva es cero, al estar Cos Ɵ entre el 0.98 capacitivo o inductivo
siempre.
− Peajes de Acceso (PA): Se trata de una tarifa de acceso a las redes, establecida por el
gobierno. Las tarifas de acceso constituyen el cargo por el uso de las redes de transporte y
distribución. Dichas tarifas se estructuran según los niveles de tensión y periodos
tarifarios que define el RD 1164/2001 por el que se establecen tarifas de acceso a las
redes de transporte y distribución de energía eléctrica. El nivel de tensión y la
discriminación horaria caracterizan la estructura de éstas de los distintos suministros:
tarifas de acceso en uno, dos y tres periodos tarifarios en baja tensión (menos de 1 kV),
tres y seis periodos tarifarios en media tensión (de 1 a 36 kV), y seis periodos tarifarios en
alta tensión (más de 36 kV) [15].
El caso estudiado se encuentra ante tarifas de acceso para alta tensión. Esta tarifa se diferencia
por distintos niveles de tensión, como se muestra en la tabla 2:
Tabla 2. Tarifas de acceso según tensión [15]
Además, cada nivel de tensión se clasifica en seis periodos tarifarios según bandas
horarias en distintos días tipo a lo largo del año, como se muestra en la tabla 3 y estos a su vez por
tipos de días, dependiendo de la temporada eléctrica correspondiente como se observa en la
tabla 4.
10
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Tabla 3. Banda horaria del precio tarifado [15].
Tabla 4. Bandas horarias de los periodos tarifarios y definición de tipo de días [15].
Los precios de las tarifas de acceso que se han utilizado en cada periodo se encuentran en
el BOE correspondiente a cada año analizado. Como el TFM ha analizado los años 2009, 2010 y
2011, las tablas 5, 6 y 7 muestran dichas tarifas de acceso. En el presente trabajo, el nivel de
tensión al que se atiende corresponde a una tarifa de acceso de 6.3, que corresponde a líneas que
pasan cercanas a los embalses de la cuenca del Ebro analizados. En el Anexo 1 se ha definido la
distribución horaria de los periodos de acceso para cada uno de los años analizados, según el
precio de la tarifa de acceso.
Tabla 5. Precio de las tarifas de acceso en términos de energía (€/KWh) para el 2009 [18]
Tabla 6. Precio de las tarifas de acceso en términos de energía (€/KWh) para el 2010 [19]
11
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Tabla 7. Precio de las tarifas de acceso en términos de energía (€/KWh) para el 2011 [20]
Impuestos (IMP): Estos forman parte de las facturas eléctricas como gastos de alquiler de
equipos de medida, además de los impuestos que gravan los ingresos necesarios para
compensar la supresión de sectores energéticos no viables, y su 4,864% de la facturación
total. La base imponible del impuesto está constituida por el resultado de multiplicar por
el coeficiente 1,05113 el importe total que, con ocasión del devengo del impuesto,
excluidas las cuotas del propio Impuesto sobre la Electricidad [15].
Por lo tanto, sabiendo que el coste por desvíos es cero y que no se consume reactiva, el precio de
compra queda definido por la siguiente ecuación:
−
PC = ( PFH + PA) • IMP
(2)
A continuación se muestra la figura 6 con los resultados del precio horario de compra
medio para los años 2009, 2010 y 2011. En ella se observa la diferencia de precio entre años
estudiados, como se ve, para el año 2009 y 2010 el precio es más o menos igual, en cambio, para
el año 2011 hay un incremento importante del precio de compra de la energía.
Figura 6. Precio de compra medio para el año 2009, 2010 y 2011
Conjuntamente, en el Anexo 1, se muestran los resultados detallados del precio horario
de compra para todos los meses de cada uno de los años analizados, debido a que, como más
adelante se explicara, si los datos utilizados no se analizan día a día, con las medias horarias se
pierde la variabilidad de los precios para distintos días del mes para la misma hora del día, y es
imposible obtener un beneficio realista.
12
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3.1.2. Precio de venta
Para la estimación del precio de venta, éste debe obtenerse como si se fuera a realizar
una oferta al mercado mayorista. La ecuación que define, por lo tanto, el precio de venta es:
(2)
PV = ( PMD + PPC ) − PAg
Donde PMD es el precio del mercado diario (obtenido directamente de la comisión nacional de la
energía), PPC son pagos por capacidad (la antigua “garantía de potencia”) y PAg es el Peaje de
Acceso de generación.
Para hallar los pagos por capacidad aplicados al precio de venta, debe aplicarse en la
actualidad la Orden ITC/3127/2011, del 17 de noviembre, por la que se regula el servicio de
disponibilidad de potencia de los pagos por capacidad y se modifica el incentivo a la inversión. Por
lo tanto, la cuantía de los pagos por capacidad se obtiene a partir de la siguiente expresión, en
términos de la potencia de la instalación (€/MW):
(3)
RSDi , j = a • ind j • PNi
Que permite finalmente obtener en términos de Energía (€/MWh) dicha bonificación, y queda
definida como:
RSDi , j =
Donde:
a • indj • PNi
Ht • PNi
(4)
· a: es un índice que representa la retribución anual por disponibilidad, expresada en
euros por MW. La definición de los valores de este índice se establecen en dicha orden con un
valor de 5.150 €/MW.
· indj: es un índice que representa la disponibilidad de la tecnología j, expresada en
términos unitarios con tres decimales. La definición de los valores de este índice se establece en
dicha orden a partir de valores de disponibilidad históricos. Para centrales hidráulicas de bombeo
y embalse, el valor lo establece en 0,237.
· PNi: es la potencia neta en MW del grupo correspondiente i que figura en el registro
administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica. En el casos de estudio de este
TFM, la potencia media de la instalación será de 50 MW.
· Ht: son las horas de funcionamiento de la turbina, que obviamente dependerán de las
horas que funcione el bombeo reversible (según su rentabilidad). En cierta forma, tenemos por
tanto un proceso iterativo ya que el precio de la energía de venta depende de la operación del
sistema, que es lo que se quiere optimizar. No obstante, esta “prima” de venta es muy poco
representativa en el precio final de venta, y por tanto, el número de horas se ha ajustado en una
segunda iteración para estimar esta prima, tras conocer el número de horas rentable para cada
año analizado.
En la tabla 8 siguiente se muestran los resultados obtenidos de los pagos por capacidad
para los diversos años analizados:
a (€/MW)
2009
2010
2011
ind
Tabla 8. Pagos por capacidad
Potencia
Nominal
(MW)
Horas
funcionamiento
Pagos
por
capacidad
(€/MWh)
5150
0,237
50
1300
0,939
5150
0,237
50
1000
1,221
5150
0,237
50
700
1,744
13
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Por último el peaje de acceso de generación viene definido en el Real Decreto-Ley
14/2010, peaje que pagarán todos los generadores de electricidad, con un valor de 0,5 €/MWh.
En el caso de la venta de la energía no hay impuestos aplicables, ya que estos se aplican
una vez establecido el precio final del mercado. Al mismo tiempo, para el caso de la venta
también son aplicables costos por desvíos o consumo de energía reactiva, pero, al igual que se ha
supuesto para la compra de energía, diremos que no hay dichas penalizaciones (ni a favor ni en
contra). En el siguiente figura 7 se muestran los precios de venta medios obtenidos para los años
2009, 2010 y 2011. Se observa que en este caso sucede lo mismo que para el precio de compra,
siendo 2011 un año más caro que los anteriores. Las horas rentables de bombeo y turbinado en
gran medida van a depender de esta coyuntura del mercado.
Figura 7. Precios de venta medios para los años 2009, 2010 y 2011.
En el Anexo 1 se muestran las tablas de los precios horarios de venta de cada uno de los años
analizados, que como en el caso de la compra, también se analizarán para todos los días del año
de forma individual.
3.2. Horas rentables de compra y venta
Una vez que se conocen los precios de compra y venta por una central reversible, hay que
discriminar en cuantas horas es posible esta venta, según los precios del mercado. Además, habrá
que tener en cuenta la penalización de los rendimientos globales del bombeo y turbinado. La
ecuación siguiente muestra el punto de equilibrio (criterio de corte) para discriminar cuando
compensa vender, comprar o no hacer ninguna de las dos cosas en la central reversible
 ∆H • Q • γ
PC • 
ηb


 = PV • (∆H • Q • γ •η t )

(5)
Como el bombeo y turbinado operan con el mismo par de embalses, la diferencia de altura, ∆H,
el caudal, Q (si el caudal de diseño de bombeo y turbinado es idéntico), y el peso especifico, γ,
tienen el mismo valor, por lo tanto, la ecuación anterior queda definida como:
14
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 PC

 ηb

 = (PV • η t )

(6)
Donde ɳb es el rendimiento de la bomba, y ɳt es el rendimiento de la turbina. Considerando
grandes equipos de alto rendimiento, su valor se ha establecido en el 90% en ambos casos, al
igual que el proyecto de Cortes II.
De la ecuación 6 se deduce que en el momento en que ésta se iguale, será el punto de
corte para el cual es rentable vender. En el siguiente Figura 8 se muestra el estudiar del precio de
compra y venta según dicha ecuación, para todas las horas de compra y venta del mes de Enero
del año 2011.
Figura 8. Horas rentables de compra y venta para el mes de Enero del 2011
Se observa que el número de horas rentables no es tan elevado como se prevé, y
generalmente los valores del precio de compra máximos son más elevados, en torno a
150€/MWh, que los del precio de venta, que están en torno a los 85 €/MWh para este caso de la
figura 8.
En una primera tentativa, se utilizaron como primera simplificación del análisis de
viabilidad los precios medios horarios de cada mes del año 2011, pero, como se observa en la
figura 9, ya en el mes de abril no se obtenía beneficio alguno de la compra y venta de energía,
dado que el precio de venta no se cruza en ningún momento al precio de compra: las medias
mensuales “suavizan” el precio medio al no considerar desviaciones diarias para la misma hora y
por tanto, el análisis debe hacerse para los 365 días al año y sus 24 horas diarias. En el Anexo 2 se
muestran los resultados obtenidos para todos los meses del año 2011, donde se comprueba que
solo en los meses de Enero, Febrero, Marzo, Noviembre y diciembre se obtiene beneficios
realizando esta gestión.
15
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Figura 9. Análisis del precio de compra y venta medios del mes de Abril del 2011.
Por lo tanto, de aquí se deduce que esta simplificación implica una gran pérdida de
información que impide realizar un análisis de viabilidad realista: en este caso no habría para Abril
del 2011 período alguno rentable para el bombeo reversible.
3.3. Gestión hidráulica de los embalses
Partiendo de un diseño de la elevación en la que el caudal (m3/s) elevado y descendido
sea el mismo, debe decidirse la gestión hidráulica del sistema de embalses, que en una situación
real deberá considerar la afección sobre usos aguas debajo de los mismos, y por supuesto, las
prioridades asignadas a dichos usos en su construcción. Generalmente, dicha gestión se clasifica
en diaria, semanal o mensual, pero obviamente alguna de estas opciones no tendrá sentido según
la capacidad de los embalses analizados, por ejemplo si la capacidad fuera pequeña sería casi
imposible hacer una gestión mensual con un caudal de diseño de la elevación moderado. Por lo
tanto, una vez comprobado que con la capacidad de estos embalses es posible cualquiera de las
gestiones, hay que analizar con cuál de ellas se obtiene mayor beneficio. Se han realizado tres
opciones: con los datos horarios analizados día a día; con los datos horarios analizados semana a
semana; y por último, con los datos horarios analizados mes a mes, para el mes de enero del
2011. Teniendo en cuenta para todos ellos que el balance de caudal bombeado y turbinado tiene
que ser cero, es decir, en el caso diario al final del día, en el semanal al final de la semana y en
mensual al final del mes.
Si la gestión hidráulica cambia, obviamente habrá que controlar el nivel de llenado del
embalse, y asegurarse de que las tomas para bombeo y turbinado siempre estén por encima del
nivel mínimo para su explotación. En el caso de una potencia de bombeo es de 61 MW y la
turbina de 50 MW correspondientes a un caudal de 30 m3/s, la forma de obtención del beneficio
se muestra en la ecuación (7):
B° = [(PV • PNt ) − ( PC • PNb
)]• N °horas
(7)
Entonces, los resultados obtenidos se muestran en la tabla 15:
16
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Tabla 15. Resultados gestión diaria, semanal y mensual.
Horas rentables
Posible Beneficio (€)
Diaria
125
152.102
Semanal
139
180.215
Mensual
140
187.721
En principio el resultado más favorable económicamente es para una gestión mensual del
embalse, pero ésta implicaría un dimensionamiento de las balsas superior e inferior de muchos
cientos de hm3 para este ejemplo. Por lo tanto se ha optado por utilizar una gestión semanal,
puesto que los resultados son bastante similares y su gestión es más razonable para el tamaño de
los pares de embalse superior e inferior existentes en el Valle del Ebro analizado, teniendo en
cuenta la servidumbre de usos que cuentan la mayoría de ellos. En el Anexo 2 se muestran los
datos para la obtención de la tabla anterior, es decir, las horas rentables según la gestión y el
beneficio obtenido en cada caso.
3.4. Diseño de la instalación
Una vez que se ha definido la gestión semanal, se ha estudiado si el diseño del bombeo y
turbinación afecta a la viabilidad de la central reversible. Se han probando diversos esquemas de
funcionamiento, es decir, esquemas 1/1, 1/2 y 2/1 para los caudales relativos de subida/bajada,
justificando la opción elegida según se obtenga mayor beneficio. Obviamente hay que cambiar la
potencia de la bomba y la turbina en función de estos esquemas para que se mantenga el nivel
semanal de la gestión hidráulica de los embalses. A continuación se muestra la tabla 16 resumen
de los beneficios obtenidos según el tipo de esquema utilizado:
Esquema
1/1
1/2
2/1
Tabla 16. Resumen resultados esquemas de funcionamiento
Horas
turbina
706
352
702
Horas
bomba
706
704
351
€ turbina
€ bombeo
2.202.011
1.142.453
1.095.278
1.616.100
807.889
672.716
Venta Compra (€)
585.910
334.564
422.562
Del resultado de las tablas se comprueba que con una gestión semanal y un esquema 1/1
es como se obtiene mayor beneficio, y ello se debe a que el número de horas de compra y venta
está equilibrado a efectos de coste - beneficio para un bombeo reversible en el caso del mercado
eléctrico español reciente.
En el Anexo 3 se muestran la obtención de los resultados mostrados en la tabla 16.
3.5. Sistemas analizados en el Ebro
A continuación se van a describir las características más importantes de cada uno de los
embalses considerados para la realización del análisis de rentabilidad de las centrales de bombeo
[21][22]. Cabe destacar, que para analizar tanto los tipos de gestión como los posibles esquemas
de explotación (desarrollados previamente), se ha utilizado la pareja de embalses de Lanuza y
Bubal.
• Lanuza - Bubal
El embalse de Lanuza se sitúa en los Pirineos Centrales, en el límite con Francia, ocupando
la parte norte de la provincia de Huesca, situado dentro del término municipal de Sallent de
Gállego, regulando las aguas del río Gállego.
17
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El embalse de Bubal se sitúa en el pirineo central, en el Valle de Tena, dentro de los
términos municipales de Biescas, Hoz de Jaca, Panticosa y Sallent de Gallego, en la provincia de
Huesca. Bubal, al igual que Lanuza, regula las aguas del río Gállego y recibe también aportaciones
de los ríos Caldarés y Bolática. En la figura 10 se muestra la ubicación de éstos en relación a la
cuenca del Ebro.
Figura 10. Ubicación de los embalses de Lanuza y Bubal [21]
Las características morfométricas y la potencia de bomba y turbina de estos embalses se resumen
en las siguiente tabla 9:
Tabla 9: Datos de los Embalses de Lanuza y Bubal
Lanuza
Bubal
ΔH (m)
Caudal bombeado/turbinado (m3/s)
Potencia Bomba (MW)
Potencia Turbina (MW)
Capacidad (hm3)
16,851
62,653
171,08
29,64
61,72
50
Cota (m.s.n.m)
1275,5
1084,42
• Mediano - El Grado
El Embalse de Mediano está emplazado sobre la “depresión media”, unidad geológica de
la depresión terciaria del Ebro. Se sitúa dentro del término municipal de La Fueva, en la provincia
de Huesca.
El embalse de El Grado se sitúa sobre la “depresión media”, dentro del término municipal
de El Grado, en la provincia de Huesca.
Ambos embalses regulan las aguas del río Cinca y sus afluentes, sobre todo la aportación
del Ara. En la figura 11 se muestra la ubicación de éstos en relación a la cuenca del Ebro.
Figura 11. Ubicación de los embalses de Mediano y El Grado.[21]
18
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Las características de estos embalses se resumen en la siguiente tabla 10, así como el grupo de
bombeo reversible postulado:
Tabla 10: Datos de los Embalses de Mediano y El Grado
Mediano
El Grado
ΔH (m)
Caudal bombeado/turbinado (m3/s)
Potencia Bomba (MW)
Potencia Turbina (MW)
Capacidad (hm3)
434,524
400,011
77,86
363,67
308,64
250
Cota (m.s.n.m)
527,9
450,04
• Mequinenza - Ribarroja
La cuenca vertiente del embalse de Mequinenza se sitúa en la Depresión Terciaria del
Ebro, extendiéndose al Sur hasta la rama aragonesa de la Cordillera Ibérica. Está dentro del
término municipal de Mequinenza, en la provincia de Zaragoza.
El embalse de Ribarroja se sitúa dentro del término municipal de Ribarroja de Segre, en la
provincia de Tarragona.
Ambos regulan las aguas del río Ebro en su tramo bajo, y constituyen un aprovechamiento
hidroeléctrico actual de gran envergadura, además de laminar avenidas puntuales del Ebro en el
Delta. En la figura 12 se muestra la ubicación de éstos en relación a la cuenca del Ebro.
Figura 12. Ubicación de los embalses de Mequinenza y Ribarroja.[21]
Las características de la bomba y turbina seleccionada para este par embalses se resumen en las
siguiente tabla 11:
Tabla 11: Datos embalses de Mequinenza y Ribarroja
Mequinenza
Ribarroja
ΔH (m)
Caudal bombeado/turbinado (m3/s)
Potencia Bomba (MW)
Potencia Turbina (MW)
Capacidad (hm3)
Cota (m.s.n.m)
1533,985
121
209,56
70
51
333,13
185,19
150
19
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• Canelles - Santa Ana
El embalse de Canelles se enclava en el reborde meridional de las Sierras Exteriores
Subpirenaicas (Sierra de Mongay, Sierra de Monsech), también conocido con el nombre de zona
de “Las Nogueras”. Se sitúa dentro del término municipal de Estopiñán, en las provincias de
Huesca-Lérida.
La cuenca del embalse de Santa Ana también se sitúa en “Las Nogueras”, al norte de la
depresión terciaria del Ebro. Se sitúa dentro del término municipal de Castillonroy, en la provincia
de Huesca.
Ambos regulan las aguas del río Noguera Ribagorzana, muy regulado desde el punto de
vista hidroeléctrico. En la figura 13 se muestra la ubicación de éstos en relación a la cuenca del
Ebro.
Figura 13. Ubicación de los embalses de Canelles y Santa Ana.[21]
Las características del bombeo propuesto para estos embalses se resume en las siguiente tabla
12:
Tabla 12: Datos embalses de Canelles y Santa Ana
Canelles
Santa Ana
ΔH (m)
Caudal bombeado/turbinado (m3/s)
Potencia Bomba (MW)
Potencia Turbina (MW)
Capacidad (hm3) Cota (m.s.n.m)
679,289
560
236,552
378,7
181
181,17
358,03
290
• Oliana - Rialb
El embalse de Oliana se sitúa en las Sierras Interiores de la Cadena Pirenaica, adosadas al
Pirineo Axial, las Sierras Interiores configuran una estrecha franja de rocas, dentro del término
municipal de Oliana, en la provincia de Lérida.
El embalse de Rialb (en proceso de pruebas de llenado) se sitúa en una zona
topográficamente deprimida conocida como Depresión Intermedia, dentro del término municipal
de Baronia de Rialb, en la provincia de Lleida.
Ambos regulan las aguas del río Segre, con vistas a un gran desarrollo agrícola posterior
(canal Segarra-Garrigues) en la zona de Lérida. En la figura 14 se muestra la ubicación de éstos en
relación a la cuenca del Ebro.
20
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Figura 14. Ubicación de los embalses de Oliana y Rialb.[21]
Las características de estos embalses se resumen en la siguiente tabla 13, así como el grupo de
bombeo reversible postulado:
Tabla 13: Datos embalses de Oliana y Rialb
Oliana
Rialb
ΔH (m)
Caudal bombeado/turbinado (m3/s)
Potencia Bomba (MW)
Potencia Turbina (MW)
Capacidad (hm3)
Cota (m.s.n.m)
84,332
518,74
403,552
430
88,74
140,4
135,80
110
• Camarasa - Talarn
El embalse de Camarasa se sitúa sobre el Prepirineo, concretamente en las Sierras Exteriores de
dicha cordillera (Sierras del Montsech, Sant Mamet y Carbonera, dentro del término municipal del
mismo nombre, en la provincia de Lérida.
El embalse de Talarn-Tremp se sitúa en la región central de los Pirineos, limitando al norte con la
frontera Hispano-Francesa, dentro del término municipal de Talarn, en la provincia de Lérida.
Ambos regulan las aguas del río Noguera Pallaresa. En la figura 15 se muestra la ubicación de
éstos en relación a la cuenca del Ebro.
Figura 15. Ubicación de los embalses de Talarn y Camarasa.[21]
21
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Las características de estos embalses se resumen en la siguiente tabla 14, así como el grupo de
bombeo reversible postulado:
Tabla 14: Datos de los embalses de Talarn y Camarasa
Talarn
Camarasa
ΔH (m)
Caudal bombeado/turbinado (m3/s)
Potencia Bomba (MW)
Potencia Turbina (MW)
Capacidad (hm3)
163,408
226,735
164,78
171,84
308,64
250
Cota (m.s.n.m)
500,95
336,17
En cuanto a la cota entre cada pareja de embalses, se ha supuesto que tanto bombeo
como turbinación se hacen a una cota relativamente cercana del fondo de la misma, eliminando
así la posible falta de disponibilidad de agua en el embalse.
3.6. Análisis de rentabilidad: VAN y TIR
Por último, se ha utilizado el procedimiento seguido hasta ahora para obtener los precios
de compra y venta rentables del 2011, asimismo para obtener las horas rentables de los años
2010 y 2009, es decir, según la gestión semanal y un esquema de funcionamiento 1/1. De todo lo
anterior se deduce que el éxito económico de una central hidroeléctrica de bombeo o reversible
depende de los costes de explotación e inversión, de la energía producida (según las horas de
funcionamiento de la central) y del precio de compra y venta de esta energía. Además hay que
tener en cuenta una serie de gastos, como son los gastos de mantenimiento de la instalación y los
gastos generales.
Se han estimado unos costes de mantenimiento de 2,5 euros por MWh producido y
consumido. Asimismo, los gastos generales considerados son los pertenecientes al coste de
personal más los seguros. Hay que tener en cuenta que los aprovechamientos hidroeléctricos
funcionan actualmente con muy poco personal, gestionándose desde centros de control que
posee la propia central. Los gastos generales se resumen en la siguiente tabla 17 [12].
Tabla 17. Gastos generales
Gastos generales
Operarios
Seguros
Total Gastos generales
Nº
2
€
24.000
48.000
9.000
57.000
Finalmente, en lo que respecta a los costes de inversión, cabe mencionar que éstos están
sujetos a distintas variables, debido a la influencia de factores tales como la orográfia del terreno,
el porcentaje de terreno público y privado, el tamaño de la instalación, los accesos, caudales a
turbinar y bombear, la altura del salto, el punto de conexión a la red y la tensión de la línea. Lo
ideal para conocer el coste real de inversión sería realizar un proyecto constructivo con un
presupuesto particularizado para dicho proyecto. Como dicho valor no esta disponible, ya que los
proyectos hidroeléctricos no suelen ser una información pública, se ha supuesto un ratio medio
de inversión, según el idae, de 700 €/kW [23]. Este valor ha sido constatado según [9] donde el
coste de inversión de diversas instalaciones de bombeo reversible varía desde 470 a 2.170 €/kW.
Además, la economía de escala de la obra se ha tenido en cuenta para encontrar diferencias
apreciables en el estudio de los embalses anteriores. Con todo ello, se ha realizado una grafica
22
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para estimar los costes de inversión según la potencia instalada, de modo que éstos disminuyan
según aumenta la potencia, como se muestra en la figura 16:
Figura 16. Inversión necesaria según potencia instalada
A continuación se muestra la tabla 18 con los resultados del beneficio neto obtenido para cada
pareja de embalses:
Tabla 18. Beneficio neto de las parejas de embalses
Ingresos
2009
2010
2011
Beneficio
medio
€-anuales
turbina
2.546.451
3.575.360
2.202.011
2.774.607
Ingresos
2009
2010
2011
Beneficio
medio
€-anuales
turbina
12.732.257
17.876.803
11.010.056
13.873.039
Ingresos
2009
€-anuales
turbina
7.639.354
LANUZA Y BUBAL
€-anuales
bombeo
1.861.937
2.235.791
1.616.100
Coste
Mantenimiento
276.290
420.372
196.832
GG
Gastos
Total Gasto
Beneficio
neto
57.000
57.000
57.000
2.195.228
2.713.164
1.869.933
2.259.442
351.223
862.196
332.077
515.165
MEDIANO Y EL GRADO
€-anuales
bombeo
9.341.236
11.179.224
8.107.885
Coste
Mantenimiento
1.384.036
2.101.891
986.003
GG
Gastos
Total Gasto
Beneficio
neto
57.000
57.000
57.000
10.782.272
13.338.116
9.150.889
11090426
1.949.984
4.538.687
1.859.166
2.782.613
GG
Gastos
Total Gasto
Beneficio
neto
57.000
6.492.149
1.147204
MEQUINENZA Y RIBARROJA
€-anuales
bombeo
5.604.729
Coste
Mantenimiento
830.420
23
Máster en Energías Renovables y Eficiencia Energética
Análisis de viabilidad de los bombeos reversibles
Navarro Uriel, Marta
2010
2011
Beneficio
medio
10.726.082
6.606.033
8.323.823
Ingresos
2009
2010
2011
Beneficio
medio
€-anuales
turbina
14.769.418
20.737.092
12.771.664
16.092.725
Ingresos
2009
2010
2011
Beneficio
medio
€-anuales
turbina
5.602.193
7.865.793
4.844.424
6.104.137
Ingresos
2009
2010
2011
Beneficio
medio
€-anuales
turbina
12.732.257
17.876.803
11.010.056
13.873.039
6.707.519
4.864.720
1.261.134
591.601
57.000
57.000
CANELLES Y SANTA ANA
€-anuales
bombeo
10.835.820
12.967.884
9.405.135
Coste
Mantenimiento
1.605.481
2.438.192
1.143.763
Gastos
Coste
Mantenimiento
608.974
924.830
433.840
Coste
Mantenimiento
1.384.035
2.101.891
986.003
Beneficio
neto
Total Gasto
57.000
57.000
57.000
12.498.301
15.463.077
10.605.898
12.855.759
2.271.117
5.274.015
2.165.765
3.236.966
GG
Gastos
Total Gasto
Beneficio
neto
57.000
57.000
57.000
4.776.105
5.900.674
4.058.299
4.911.693
826.087
1.965.119
786.125
1.192.444
GG
Gastos
Total Gasto
Beneficio
neto
57.000
57.000
57.000
10.782.266
13.338.108
9.150.883
11.090.419
1.949.991
4.538.695
1.859.172
2.782.619
CAMARASA Y TALARN
€-anuales
bombeo
9.341.230
11.179.217
8.107.880
2.700.428
1.092.711
1.646.781
GG
OLIANA Y RIALB
€-anuales
bombeo
4.110.130
4.918.843
3.567.458
8.025.653
5.513.321
6.677.041
Una vez que se han calculado los ingresos y los gastos de explotación medios, obtenidos
con datos reales del comportamiento del mercado eléctrico, se procede a proyectar los gastos e
ingresos durante el periodo de vida de la actuación, con objeto de determinar la viabilidad del
proyecto.
La metodología seguida para este análisis financiero-económico incluye las siguientes variables:
- Tasa de inflación: Es la tasa que se aplica para actualizar los gastos e ingresos en el cash
flow anual del análisis, que es la suma de todos los flujos de caja de los años analizados.
Para ello, se ha considerado una tasa de inflación del 3% anual para todos los gastos e
ingresos, para un periodo de 50 años que tiene lugar el estudio.
- Tasa de interés: es el precio del dinero prestado para realizar la inversión (r)
- Se ha considerado a efectos de realizar el estudio de viabilidad de la actuación un periodo
de vida económica de la inversión de 50 años, puesto que estas instalaciones al funcionar
menos de 2000 horas al año, con un mantenimiento adecuado, su vida útil podría superar
los 50 años.
24
Máster en Energías Renovables y Eficiencia Energética
Análisis de viabilidad de los bombeos reversibles
Navarro Uriel, Marta
El método de evaluación del análisis de la instalación ha sido el VAN (valor actual neto),
que computa el valor actual (al año 0) de todos los flujos de caja positivos y los negativos,
descontando una tasa de descuento determinada, que en este caso va a ser del 3%, y situando el
año base de cálculo a aquel año en que finaliza la construcción de la obra y comienza se
explotación [12]. Su expresión matemática por lo tanto será:
VAN = − Io + ∑
t
i =1
FCi
(1 + r ) t
(8)
Donde: I0 es la inversión inicial, t es tiempo, r es la tasa de descuento y FC es el flujo de caja, que
corresponde a la diferencia entre ingresos y gastos, es decir, el beneficio neto anual. Por lo tanto,
para que una inversión sea rentable el VAN debe ser como mayor que cero, si el valor es negativo
la actuación no es rentable.
- TIR: el valor de la tasa de interés con la que se tiene un VAN nulo para una inversión, un periodo
y un flujo de caja determinados. Se obtiene intinerando de la ecuación:
∑ (1 + TIR)
t
FCi
t
=I
(9)
i =1
Para que un proyecto sea rentable, el TIR tiene que ser igual o mayor a la tasa de descuento
aplicada en el VAN, es decir, TIR ≥ r. Para que la inversión tenga poco riesgo, el doble sería un
valor seguro del TIR con respecto al interés.
Seguidamente se muestra la tabla 19 con los resultados en los que podemos ver tanto el
cash flow obtenido a lo largo de la vida útil de la actuación, como el cálculo de la rentabilidad de
las parejas de embalses:
Tabla 19. Magnitudes relevantes del análisis de rentabilidad de las parejas de embalses
LANUZA - BUBAL
Inversión inicial (€)
Cash Flow (tasa de inflación 3%)
VAN (tasa interés 3%)
TIR
MEDIANO - EL GRADO
Inversión inicial (€)
Cash Flow (tasa de inflación 3%)
VAN (tasa interés 3%)
TIR
MEQUINENZA - RIBARROJA
Inversión inicial (€)
Cash Flow (tasa de inflación 3%)
VAN (tasa interés 3%)
TIR
43.188.000
58.109.081
-18.179.955
0,98%
CANELLES - SANTA ANA
Inversión inicial (€)
Cash Flow (tasa de inflación 3%)
VAN (tasa interés 3%)
TIR
181.148.000
365.119.645
-24.013.719
2,44%
158.897.200
326.068.745
-23.818.898
2,36%
OLIANA - RIALB
Inversión inicial (€)
Cash Flow (tasa de inflación 3%)
VAN (tasa interés 3%)
TIR
84.375.000
134.503.963
-38.688.993
1,57%
107.485.000
185.751.811
-27.544.144
1,86%
CAMARASA - TALARN
Inversión inicial (€)
Cash Flow (tasa de inflación 3%)
VAN (tasa interés 3%)
TIR
158.620.000
313.870.781
-23.541.376
2,37%
25
Máster en Energías Renovables y Eficiencia Energética
Análisis de viabilidad de los bombeos reversibles
Navarro Uriel, Marta
A la vista de los resultados se observa que según este análisis de rentabilidad, para
ninguna de las parejas de embalses sería económicamente rentable la ejecución de una central
hidroeléctrica de bombeo, puesto que el VAN es negativo en todos los casos y el TIR está en torno
al 1 o 2 %. Esto se debe principalmente al precio del mercado de la energía, siendo un factor
determinante a lo largo de todo el estudio, y a la elevadísima inversión que es necesaria para
ejecutar dichas centrales de bombeo, incluso considerando embalses ya construidos (y por tanto
se consideran amortizados).
Por último se ha comprobado qué ocurre si cambia el tipo de interés que se puede
obtener del mercado bancario. En la siguiente tabla 20 se muestra como cambia el VAN al variar
este porcentaje del 2 al 6%. Se ha analizado para uno de los embalses con mayor potencia
instalada y para el que menos.
Tabla 20. Variación del tipo de interés
LANUZA - BUBAL
Tasa de interés
2%
3%
4%
5%
6%
Inversión inicial
-43.188.000 -43.188.000 -43.188.000 -43.188.000 -43.188.000
VAN a 50 años
-10.797.299 -18.179.955 -23.450.501 -27.276.925 -30.102.706
MEDIANO - EL GRADO
Tasa de interés
2%
3%
4%
5%
6%
Inversión inicial
158.897.200 158.897.200 158.897.200 158.897.200 158.897.200
VAN a 50 años
16.057.734 -23.818.898 -52.287.193 -72.955.215 -88.218.373
Se puede percibir que para la pareja de Lanuza y Bubal, aunque el interés fuera el mínimo
posible como es el 2%, esta instalación seguiría sin ser rentable, esto también le ocurre a la pareja
de Mequinenza - Ribarroja y Oliana - Rialb. En cambio, para la pareja de Mediano y El Grado, si se
disminuye este tipo de interés al 2% se observa como si que llegaría a ser rentable, puesto que
obtenemos un VAN positivo, sucediendo lo mismo para las parejas de Canelles - Santa Ana y
Camarasa - Talarn. En el Anexo 4 se muestran las tablas llevadas a cabo para la obtención de
todos los resultados de este apartado.
3.7. Beneficios adicionales con gestión conjunta.
Como se ha visto en el apartado anterior, los precios actuales de la energía hacen inviable
este modelo de instalación. Por tanto hay que buscarle un valor añadido más al bombeo
reversible, dada la flexibilidad y fiabilidad que aporta al sistema eléctrico, que no puede ser
aportada por otro tipo de tecnologías. Por lo tanto, se proponen tres posibles escenarios "ideales"
de la integración de una central de bombeo reversible; con un parque eólico, con una central
térmica y con una nuclear. En el Anexo 5 se muestran las tablas con los resultados obtenidos para
este apartado.
3.7.1. Integración con Eólica
A la hora de realizar la integración con un parque eólico, no se ha llevado a cabo para
cubrir las penalizaciones por desvíos como hemos visto en diversos estudios: es una situación que
corresponde a un vacío legal en la actualidad En este caso se ha supuesto que existe un excedente
de producción eólica que no es aprovechado por la red, ya que en horas valle, la demanda la
suplen las centrales térmicas y nucleares por sus bajos costes de operación. Por lo tanto, para
esas horas en las que hay producción eólica, en vez "tirar" esa energía, será aprovechada para
almacenar agua en altura, y así conservarla. De esta manera, se ha supuesto que existe
aproximadamente un excedente eólico de 100 horas al año, lo que supone alrededor de dos horas
semanales. Así pues, al operar conjuntamente con una central de bombeo reversible, esas 100
26
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Análisis de viabilidad de los bombeos reversibles
Navarro Uriel, Marta
horas, en vez de comprarlas al mercado, serán suministradas por el parque eólico. Eso sí, esas
horas corresponden al periodo 6 (horas valle), es decir, fines de semana o nocturnas, cuyo coste
en el mercado es realmente bajo. Se asume que para dichas horas solo habría que pagar el cargo
por el uso de las redes de transporte y distribución, es decir, el peaje de acceso correspondiente
al año analizado. El resto de horas operativas de la central de bombeo serán compradas a la red,
como en el caso anterior. Tenemos por tanto 100 horas que se compran "gratis" y se venden en
hora punta. A continuación en la tabla 21 se muestra la comparación del análisis de viabilidad
obtenido en el caso de integrar un parque eólico cercano a la pareja de embalses Lanuza y Bubal.
El parque eólico venderá a red cuando la oferta exceda la demanda.
Tabla 21. Beneficios de la integración con un parque Eólico.
Beneficio
2009
2010
2011
Beneficio medio
Inversión inicial (€)
Cash Flow (tasa de inflación 3%)
VAN (tasa interés 3%)
TIR
Con eólica
498.123
977.112
515.845
663.693
43.188.000
74.862.575,7
-10.969.857
1,87%
Conectado a red
351.223
862.196
332.077
515.165
43.188.000
58.109.081
-18.179.955
0,98%
Como se observa en los resultados, se obtienen mayores beneficios al integrar la central
de bombeo con el parque eólico, sin embargo, estos beneficios no son demasiado elevados, dado
que las horas en las que la eólica cede la energía a la central de bombeo, son las horas para las
cuales el precio de compra de la energía es más barato en el mercado mayorista y por ende, el
ahorro que se asume con la operación conjunta es pequeño. Aun así, aumenta el TIR casi en un
1%.
Cabe recordar que la oferta combinada de un parque eólico y una central de bombeo
reversible no puede llevarse a cabo en el actual mercado eléctrico liberalizado, ya que no se
contempla en la normativa.
3.7.2. Integración con Térmica
Con el progreso, para aumentar la seguridad en el suministro de energía y poder atender
a la demanda de horas punta, se empezaron a construir grandes centrales térmicas. Pero
continuó aumentando la energía demandada y además de la térmica se empezaron a construir las
primeras centrales nucleares, por lo que se llegó a un punto en el que la potencia instalada en las
centrales térmicas y nucleares era superior a la que se necesitaba en horas valle, ya que es
necesario que éstas funcionen de manera continua. En la siguiente figura 17 se muestra, en rojo,
una curva tipo de la demanda de energía de un día normal, en la cual se observa que la térmica y
la nuclear han de funcionar normalmente de forma constante, para obtener un alto rendimiento,
produciendo energía sobrante y sin lograr adaptarse a las variaciones de consumo a lo largo del
día. Por lo tanto, son las Centrales Hidroeléctricas, dada su gran elasticidad y su rápida respuesta,
serán las que atienden al resto de los consumos.
27
Máster en Energías Renovables y Eficiencia Energética
Análisis de viabilidad de los bombeos reversibles
Navarro Uriel, Marta
Figura 17. Curva de demanda característica
Como se observa en la figura 17 hay horas del día en las que existe energía sobrante (e.s.)
de las centrales térmicas, que son las que se podría aprovechar para bombear agua en altura y así,
poder utilizar esa energía sobrante en horas de máxima demanda.
Por tanto, se ha supuesto una integración de una central de bombeo reversible con una
central térmica, de la cual, se aprovechan sus excedentes en horas nocturnas, que serán
aproximadamente 1200 horas al año (durante 200 días y 6 horas), para evitar así, los elevados
costes correspondientes al arranque de la central o de su funcionamiento a carga parcial. El
análisis se ha realizado con la pareja de embalses de Mequinenza y Ribarroja, puesto que tienen
una mayor potencia de bombeo, equivalente a un grupo térmico. Como precio de venta de la
energía se ha supuesto el mismo que se había definido con anterioridad, vendiéndola en horas de
demanda punta, como si fuera una instalación independiente. En cambio, como precio de
compra, al funcionar únicamente con la energía sobrante de la central térmica, se ha supuesto
que los costes de generación de energía es el de la central térmica, además por supuesto del
peaje de acceso correspondiente. Por lo cual, suponiendo unos costos de generación de 30
€/MWh más el peaje de acceso, se obtienen los resultados expresados en la siguiente tabla 22.
Tabla 22. Resultados integración con una central térmica
2009
2010
2011
Beneficio medio
Inversión inicial (€)
Cash Flow (tasa de inflación 3%)
VAN (tasa interés 3%)
TIR
Con Térmica
Beneficio
957.162
1.732.593
3.631.185
2.106.980
107.485.000
237.660.746
-5.204.416
2,80%
Conectado a red
1.147.205
2.700.428
1.092.712
1.646.782
107.485.000
185.751.811
-27.544.144
1,86%
A la vista de los resultados se observa, que operar conjuntamente con una central térmica
tampoco llega a ser rentable, ya que seguimos con un VAN negativo y el TIR es menor al 3%. Pero
hay que prestar atención a lo que sucede con los beneficios netos de los diversos años. Los años
donde el precio de venta es bajo, como en el 2009 y el 2010, se obtienen menores beneficios que
28
Máster en Energías Renovables y Eficiencia Energética
Análisis de viabilidad de los bombeos reversibles
Navarro Uriel, Marta
cuando la central de bombeo operaba por sí sola. Esto se debe precisamente al precio de venta al
mercado, ya que al ser un precio tan bajo no es rentable vender todas las horas de energía
sobrante de la central térmica, puesto que el precio de compra (costes de generación de la central
térmica) es más elevado que el precio de venta del mercado: se ha tenido que reducir las horas de
funcionamiento rentables. En la siguiente figura 18 se muestra el caso del año 2010, dónde, en
semanas de los meses de abril - mayo hay menos horas rentables de funcionamiento, y por tanto
los beneficios que se obtienen son menores.
Figura 18. Ingresos y gastos integrando el BR con una central térmica para el año 2010.
En cambio, como se observa en la tabla anterior 22, para el año 2011, se obtienen 2
millones más de beneficio operando conjuntamente con la térmica. Esto es debido a que es un
año caro de venta de energía, y con un precio de compra de 31.532 €/MWh, es rentable vender
todas las horas posibles de funcionamiento, y se han obtenido mayores beneficios que
comprando energía a la red, puesto que el precio de compra al mercado era en general bastante
mayor que los costes de generación de la térmica.
Consecuentemente, la integración de una central de bombeo con una central térmica
depende en gran medida de los precios de venta de la energía, puesto que, con los beneficios
netos de la integración conjunta del año 2011, sí que sería económicamente rentable esta
integración.
3.7.3. Integración con Nuclear
Una central nuclear trabaja en carga base, parando solo en caso de avería y recarga de
combustible. Por lo tanto, la integración de una central nuclear con una central de bombeo
reversible, funcionando conjuntamente, aprovechando las horas valle, es decir, cuando se
produce más de lo que se demanda, para bombear el agua, tiene sentido para una empresa
eléctrica. Así pues, se ha supuesto un menor coste de generación de energía que para una central
térmica, de 24 €/MWh, puesto que producir energía con una central nuclear es (en teoría, sin
contar externalidades como la gestión de los residuos) más barato. A este coste de generación se
le ha sumado el peaje de acceso correspondiente al periodo 6 de cada año. De este modo, se ha
obtenido el precio de compra de la energía aplicado a la central de bombeo, para la pareja de
embalses de Mequinenza y Ribarroja, que funcionará una media de 35 horas semanales, lo que
hace un total de 1800 horas (nocturnas) al año. El precio de venta, como en el caso anterior, es el
29
Máster en Energías Renovables y Eficiencia Energética
Análisis de viabilidad de los bombeos reversibles
Navarro Uriel, Marta
fijado anteriormente para la venta al mercado eléctrico en sus valores más altos. Por lo tanto, en
la tabla 23 se muestran los resultados obtenidos de la integración de la central de bombeo con
una nuclear.
Tabla 23. Resultados integración con una nuclear
Beneficio
2009
2010
2011
Beneficio medio
Inversión inicial (€)
Cash Flow (tasa de inflación 3%)
VAN (tasa interés 3%)
TIR
Con Nuclear
Conectado a red
2.771.800
1.147.204
3.522.495
2.700.428
5.152.201
1.092.711
3.815.499
1.646.781
107.485.000
107.485.000
430.376.382
185.751.811
77.733.418
-27.544.144
5,46%
1,86%
Como se ve reflejado, los resultados de la integración muestran que económicamente el
proyecto sería viable, ya que al tener un precio de compra bajo (fijado por los costes de
generación de la nuclear mas el peaje de acceso), los precios de venta al mercado, incluidos los
años donde el precio de venta es bajo, son en todo caso superiores a los precios de compra
supuestos, logrando así más horas de funcionamiento y unos beneficios netos más favorables.
30
Máster en Energías Renovables y Eficiencia Energética
5. CONCLUSIONES
Análisis de viabilidad de los bombeos reversibles
Navarro Uriel, Marta
En este TFM se ha analizado la viabilidad económica actual de la instalación genérica de
bombeo reversible para varios pares de embalses, superior e inferior, que ya existen en la Cuenca
del Ebro, de cara a profundizar en la viabilidad de esta solución en el Ebro y Aragón en particular,
con generación de excedentes eléctricos tanto de generación fósil como renovable. Para ello se
ha estudiado el número de horas rentables para la instalación en el marco energético español. Se
obtuvo por tanto el precio de compra y venta en el mercado mayorista, obteniendo una serie de
horas rentables, establecidas según el año analizado. Como se ha observado en los resultados
obtenidos, el año 2009 es el año más estable de los tres revisados, ya que el precio de compra no
es demasiado elevado y el precio de venta no es demasiado bajo. En el 2010 se obtienen más
horas rentables, porque en los meses de mayor demanda existe mayor diferencia entre compra y
venta, aunque no sean precios demasiado elevados. En cambio, el 2011 es el peor año en el
sentido de rentabilidad, porque aunque las horas de venta son precios elevados, también lo son
los de compra, dando pocas horas rentables.
Asimismo se han analizados los posibles esquemas de funcionamiento de la central de
bombeo reversible, obteniendo mayor beneficio bombeando las mismas horas que turbinando a
lo largo de una gestión semanal del par de embalses, es decir, comprando y vendiendo el mismo
número de horas, lo que ha definido el esquema utilizado a lo largo de todo el trabajo.
Desde el punto de vista económico, la rentabilidad de las centrales reversibles, estudiada
como una unidad independiente en el sistema eléctrico, no es elevada y por tanto no es viable,
debido en gran medida al mercado actual de la energía y la elevada inversión requerida en la
mayoría de los casos. Por ello hay que añadirle otros incentivos derivados de la flexibilidad y
fiabilidad que aporta al sistema eléctrico y a otras instalaciones generadoras de energía como la
eólica y la térmica o nuclear. El problema deriva en que para la realización de estas integraciones
debería de incorporarse adicionalmente un cambio en la normativa (en el caso de las EERR),
permitiendo integrar una central de bombeo con una parque eólico, para operar conjuntamente.
En el caso de los beneficios de la integración con tecnologías térmicas, el beneficio real sólo lo
saben realmente las compañías eléctricas.
En este trabajo se han estimado dichos beneficios adicionales de una posible integración
de estos bombeos reversibles para aprovechar la energía inutilizada por otras plantas, en este
caso, un parque eólico, una central térmica y una nuclear. Los resultados que se han obtenido
muestran que, al igual que operando de forma independiente, también depende del precio
mercado eléctrico para el caso de la eólica. Para el caso de la integración térmica, la integración
mejora los beneficios obtenidos, y ampliamente para el caso nuclear, debido a sus bajos costes de
generación (instantáneos).
31
Máster en Energías Renovables y Eficiencia Energética
Análisis de viabilidad de los bombeos reversibles
6. BIBLIOGRAFÍA
Navarro Uriel, Marta
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[6] Uche, J. "Análisis prospectivo sobre la interrelación agua y energía en la Cuenca del Ebro".
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[7] Navalón, B.: "El papel de la energía hidroeléctrica. ¿Una energía madura o con porvenir?".
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cortes II”. Enero 2007.
[13] Sancho,T., Lanza, C.: "El desarrollo de aprovechamientos integrados hidro-eólicos en el
contexto del mercado ibérico de electricidad (MIBEL). Consideraciones técnicas, económicas y
ambientales". 2009.
[14] Matres, L.: "Optimización conjunta del bombeo y de la energía eólica en el contexto del
Mercado Eléctrico". Proyecto fin de carrera (ICAI), Universidad pontificia Comillas de Madrid.
Junio 2006.
[15] Yusta, J.M. "Contratación del suministro eléctrico". Enero 2010.
[16] Operador del Mercado Ibérico de Energía - Polo Español, S.A. (OMEL): www.omel.es
[17] Comisión Nacional de Energía: www.cne.es
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Máster en Energías Renovables y Eficiencia Energética
Análisis de viabilidad de los bombeos reversibles
Navarro Uriel, Marta
[18] BOE. Ministerio de industria, turismo y comercio. Orden ITC/1723/2009, revisión de los
peajes de acceso y las tarifas y primas de determinadas instalaciones de régimen especial. 2009
[19] BOE. Ministerio de industria, turismo y comercio. ITC/3519/2009, revisión de los peajes de
acceso y las tarifas y primas de determinadas instalaciones de régimen especial. 2010
[20] BOE. Ministerio de industria, turismo y comercio. Orden ITC/688/2011, revisión de los peajes
de acceso y las tarifas y primas de determinadas instalaciones de régimen especial. 2011
[21] Sistema Automático de Información Hidrológica de la Cuenca Hidrográfica del Ebro:
http://195.55.247.237/saihebro/index.php?url=/principal
[22] UTE red biológica Ebro, Confederación hidrográfica del Ebro. "Informe final embalses".
Diciembre 2009.
[23] IDAE. "Plan de Energías Renovables 2011 - 2020". Madrid 2011.
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